塔河油田单井注氮气采油技术现场应用
氮气辅助措施在稠油热采中的应用
氮气辅助措施在稠油热采中的应用摘要通过注氮气改善蒸汽吞吐效果，将氮气辅助措施应用在稠油热采中的方法作为提高吞吐阶段采收率，减缓超稠油产量递减提供一条有效途径，目前在新疆、辽河、胜利等油田已有应用，而且取得了很好的效果。
本文分别从氮气辅助措施提高稠油热采开发效果的机理、氮气辅助措施改善稠油热采的敏感因素以及氮气辅助措施改善稠油热采效果的参数优化选择三个方面来对氮气辅助措施在稠油热采中的应用进行深刻的剖析和说明。
A关键词氮气辅助；蒸汽吞吐；稠油热采；实际应用中图分类号TE357 文献标识码 A 文章编号1673-9671-(2012)051-0152-021 氮气辅助措施提高稠油热采开发效果的原因与机理分析1.1 添加氮气可以提高稠油热采开发效果的原因添加氮气可以提高稠油热采开发效果的原因主要包括如下几点：一是可以保持地层压力，延长吞吐周期；二是可以使原油的溶气膨胀，改变饱和度分布，加快原油排出；三是界面张力降低可以提高驱油效率；四是注入氮气可以减小热损失；五是注入氮气可以增加波及体积；六是注入氮气可以提高原油的回采率。
1.2 添加氮气可以提高稠油热采开发效果的机理1）原油粘度下降及膨胀的机理。
由于氮气溶解降粘率及膨胀系数不十分显著，注氮气溶解降粘和膨胀作用不是改善蒸汽吞吐效果的主要机理。
2）泡沫油的机理。
注入氮气后，氮气虽然少量溶解与超稠油中，但当进行吞吐生产时井底压力下降，气体从原油中析出，对于超稠油，溶解在原油中的气体以微气泡的形式存在而不易脱出，即形成泡沫油，而泡沫油的粘度比原始的超稠油粘度低很多，这对超稠油吞吐开采是非常有利的。
3）增加地层弹性能量的机理。
注入的氮气增加了油藏能量，在吞吐回采过程中，溶解在油中的氮气改善油的渗流阻力，呈游离状态的氮气形成气驱，增加了驱动能量。
4）改善蒸汽波及体积的机理。
注蒸汽后紧接着注氮气或蒸汽氮气同注时，氮气携带部分热量迅速进入油藏深部和上部，增加了蒸汽的波及体积。
塔河油田注气采油工艺技术应用
塔河油田注气采油工艺技术应用于国龙【摘要】针对制约提高采收率瓶颈,塔河油田于2012年底开展了注气替油先导试验.为实现不动管柱进行多轮次注气及注气与采油快速转换,塔河采油三厂利用杆式泵的性能优势,发展了注采一体化井口配套杆式泵和70MPa采气树配套杆式泵及抽油杆悬挂器等一套比较成熟的注气采油工艺技术,为注气提高采收率工作的开展提供了强有力的技术支撑.【期刊名称】《化工中间体》【年(卷),期】2017(000)004【总页数】2页(P90-91)【关键词】缝洞型油藏;注气采油;配套工艺;采收率【作者】于国龙【作者单位】中石化西北油田分公司采油三厂新疆 841600【正文语种】中文【中图分类】T塔河油田油藏属碳酸盐岩缝洞型油藏，对于供液不足油井，通过周期注水，可在一定程度上补充地层能量，提高采收率。
但多轮次注水后，次生油水界面不断抬升，注入的油田水将缝洞体中原油驱替到储集体顶部及远井地带，形成“阁楼油”，导致注水替油失效。
向此类油井注入气体，通过重力分异作用形成次生气顶，可将注水未能波及到的顶部剩余油向下驱替进入井筒，从而提高采收率。
为此，塔河油田开展了注气替油先导试验，并迅速发展了相关配套工艺技术，为塔河油田提高采收率奠定了坚实的基础。
由于塔河油田目前地面没有配备高压注气设备及管线，暂时无法将油田产的天然气增压后进行注气。
考虑注入气的安全性及方便性，注入气源选择氮气。
氮气气源有两种，即工厂伴生的副产品液态氮和制氮拖车现场生产的氮气。
注气方式主要分为三种：注液氮、注氮气和气水混注。
由于塔河油藏埋藏深，地层开启压力一般在60～70MPa，单纯注入液氮或氮气需要高压注气设备，施工压力高，存在井控安全隐患，并且耗资较大；气水混注可有效降低施工压力，35MPa制氮拖车即可满足注气需求，故塔河油田注气方式主要以气水混注为主。
为满足高压注气及不动管柱进行多轮次注气需要，兼顾注气与采油的快速转换，同时方便后期维护作业，塔河油田经过不断摸索，形成了注采一体化井口配套杆式泵和70MPa采气树配套杆式泵及抽油杆悬挂器等一套比较成熟的注气采油工艺技术。
注氮气在稠油热采中的应用研究
注氮气在稠油热采中的应用研究克拉玛依油田九区稠油油藏由于原油黏度高，埋藏浅，地层温度低，天然能量不足，随热采吞吐轮次增加，采油速度降低，存水率升高，油气比下降。
为提高稠油开采效果，由北京中石恒石油技术有限公司承担完成《克拉玛依稠油注氮气辅助蒸汽吞吐效果机理的数值模拟和物理模拟研究》确定油藏物性界限条件、氮气注入方式及合理的注采参数与时机，在九五区，九八区和风城重32井区都开展大量稠油注氮气辅助蒸汽吞吐工作，以J230井区为例在08-09年共实施措施453井次，有效率为85.3%，累计产油7.58x106t，投入产出比1∶3.75，注氮气应用取得了显著效果，为稠油吞吐提高采收率提供了一条有效方法。
标签：稠油油藏；注氮气辅助蒸汽吞吐；注入参数；提高采收率1 九五区地质概况J230井区齐古组油藏为九五区向东延伸的一部份，区域构造位于克--乌断裂上盘超覆尖灭带上，构造比较单一，底部构造形态为西北向东南缓倾的单斜，地层倾角3°～9°，为一套弱氧化环境下的辨状河流相沉积，油层中部深度420m，油层射开平均厚度9.8m，20度原油黏度在13000万mPa·S左右，该区非均质严重，油层由多个单沙体叠加而成，属大容量，高空隙，高渗透储集层。
2 注氮气改善注蒸汽吞吐效果机理（1）保持地层压力，延长吞吐周期：氮气注入油层后井底压力明显高于没加氮气井底压力，起到了补充油层能量的作用。
（2）扩大油层加热带：利用氮气具有渗透性好，膨胀系数大，非凝结性等特点，携带热量进入油层深部，加大了蒸汽波及体积。
（3）增加地层弹性能量有利于回采：溶解在原油中的氮气改善原油中的渗流阻力，呈游离状态的氮气形成弹性驱，增加驱动能量。
（4）提高回采水率：氮气加蒸汽一起注入油层中，由于注入过程中的热损失，部分蒸汽将冷凝为热水，因氮气膨胀系数大，在回采降压阶段，起助排作用。
（5）增大泡沫油：少量溶解于稠油中的氮气以微气泡的形式存在不易脱出，形成泡沫油，而泡沫油的粘度比稠油粘度低，对稠油开采非常有利。
塔河油田缝洞型油藏注氮气提高采收率技术研究
塔河油田主力油藏属于岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏，溶洞是塔河地区奥陶系碳酸盐岩最有效的储集体类型，裂缝是次要的储集空间，基质部分基本不具有储油能力。
奥陶系储层埋深5400～6600m，注水替油是油田增产和减少递减的主力措施。
但油井经过多轮次注水替油后，油水界面上移，替油效果逐渐变差，很多油井注水替油失效导致高含水而停产关井。
另外。
注水只能把油井地下溶洞溢出口以下的油驱替出来，但对溢出口以上顶部的“阁楼油”却难以动用，使得井周高部位大量剩余油无法采出，影响了采油效益。
因此，寻找合适恰当的技术以提高这类油藏的采收率对于油田高效开发来说至关重要。
一、为什么应用注氮气技术基于国内制氮工艺技术成熟，氮气气源量大，空气中氮气含量78％，且氮气难溶解于原油，1m3原油最多能溶解氮气28m3，混相压力为50-100MPa，油藏条件下注入的N2是非混相状态，可有效形成气顶替油效果好，确定了氮气作为注气替油气源。
并且气体注入地层后，在重力作用下向高部位上升，会形成“气顶”，排驱原油下移，同时补充地层能量，减缓由于地层能量下降造成的递减以及控制含水上升，抑制底水锥进，可有效启动单纯注水无法驱动的“阁楼油”。
因此开展注氮气动用高部位“阁楼油”无疑是碳酸盐岩缝洞型油藏长期稳产的重要技术手段。
二、注氮气技术的选井原则通过分析注水替油失效井静态及生产动态、计算剩余可采储量，制定了井筛选原则：1.地震反射特征表明储集体具有一定规模；2.井点周 围的高部位有明显反射特征；3.钻遇溶洞或主要生产层段位于岩溶风化面30m以下；4.储量丰度高，累产油量大，底水锥进造成水淹的油井；5.注水替油效果变差或失效后，动静态资料表明具有剩余油潜力。
三、注氮气工艺实现流程及优化1.注入方式优化初期在进行注氮气时，采用的是液氮作为注入气源，虽然油井现场试验效果好，但存在着液氮组织困难，且液氮成本高，投入产出比高，经济效益低的问题。
针对上述问题，提出了利用撬装膜制氮机与35MPa制氮拖车配合注水泵实行气水混注的方式，在满足注氮施工要求的同时大幅度降低了成本。
氮气在稠油热采中的应用
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注氮气辅助蒸汽吞吐
•注氮气减缓蒸汽吞吐地层能量递减的作用分析
➢ 从数模结果来看，蒸汽＋氮气吞吐的开采效果明显比常规蒸 汽吞吐好。
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注氮气辅助蒸汽吞吐
•注氮气减缓蒸汽吞吐地层能量递减的作用分析
➢ 表中为标况下统计结果，净产油指去除燃料油及注氮费用的 产油量。
累产油 累产液 累注汽 累注气 采收率 回采水率净产油
253.531oC
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4.823MPa
测试干度 66.37% 56.26%
注氮气辅助蒸汽吞吐
• 注氮气对蒸汽吞吐热损失的影响分析
➢ 截止到1999年底，辽河油田先后在齐40块齐40-7-26等三口 汽驱注汽井进行单纯注氮隔热施工；监测数据证明隔热效果良 好，超过了下隔热管、热采封隔器、伸缩管等的隔热效果。
➢ 在适宜的条件下，氮气可以溶于原油，从而降低原油粘 度，膨胀原油。 ➢ 从国外的实验室资料来看，氮气可以抽提原油中的轻质 成份，改善油品性质。 ➢ 氮气、水的携带作用将降低残余油饱和度。
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注氮气辅助蒸汽吞吐
• 注氮气油藏适宜条件研究
块状油藏
块状油藏和互层状油
藏（有效厚度都是15m）
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注氮气辅助蒸汽吞吐
• 注氮气提高蒸汽吞吐回采水率的作用研究
注氮气提高稠油油藏开发效果的应用研究
氮 气 量 分 别 为 ２０ ０ ４ ００ ６０ ０ ０００ ０ ０ ， ００ ， ０ ０ ，１００ ， 稠油油藏在开采过程中， 随着吞吐轮次 常规吞 吐经 济效果差。为了解决上述三 大矛盾 ， 几年来 ， 我们 根据 氮气 的性质及 氮气来源 充足 ， 价格低 的特点 ， 先后应 用在 了气 隔热助排 、 氮气 控制水锥、 一 交替段塞驱工艺技术 ， 气 水 现场应用见到 了明显 的效果 。 关键词 ： 氮气隔热助排工艺技术氮气 ； 氮气压水锥 ； 一 气 水交替段塞驱
别 对 １７３ １７５ １１４ 、 ８５４ ３５ 、３４ 、３ １３ Ｄ ４ １３井 施 工 中 的套
２ 克服 了常规方法转抽 时等待作业 和因作 业 ） 耽误有利采油期 ， 影响油井采油时率的缺点 ， 从而增
加 油井产 量 ； ３ 不 需压 井 ， 免 了对 油层 和井 场 污染 ； ） 避
进行 设计 ， 设计 基 本 注人 参数 为 ：
注入 压 力 ：０ ａ １ ＭＰ ；
注入 温 度 ： 气 ３０Ｃ以上 ； 蒸 ０ｏ 以上 氮气 ２ ℃ ； ０
注 入 速 率 ： 气 １ｍ ／ ４２ 。ｄ ； 气 蒸 ８ ３ｈ（ ３ ｍ ／ ） 氮
６ ０ ／ （ ４ ０ ｍ。ｄ 。 ０ ｍ。ｈ １ ４ ０ ／ ）
第 ７期
刘 日峰 ： 注氮气提高稠油 油藏 开发效果的应用研究
・ ９・ ６
氮气有很好 的助排作用 。注蒸气 的同时 ， 注入 非凝结性氮气 ， 在油层扩大加热带 ， 增加 了蒸气的波 及体积 ， 使油层间的剩余 区得到动用从而增加原油 产量 ， 注人 的 氮气 越 多 ， 果 越 好 。Ｎ 效 ：与 原 油 间 的 界 面 张 力 为 ８ ９ ／ 而 水 与 原 油 的 界 面 张 力 为 ．ｍＮ ｍ， ３ ．ｄ Ｎ ｍ， 面张力低 ， ０５ ｍ ／ 界 将会大 大提高蒸气 在地 层 中的波及 面积 ， 善 蒸 气 吞 吐 和蒸 气 驱 的开 发 效 改 果， 使得驱油效率提高 ， 有利于提高原油采收率。 目 前 曙光 常规稠 油 区块 地层 压 力 ２ ａ 温 度 ６ ℃ ， ＭＰ ， Ｏ 在 此地层条件 下 ， 氮气被 压缩 ， 平均 单井 注 ６ ００ 。 ０ ０ ｍ Ｎ， ：在地下可以折成 ３０ ｍ ， ００ 形成很大的气顶 ， 起到 驱油助排的作用 ， 使地层 能量得 到补充 ， 在施 工 的 １２口 中， ８ ０ 井 有 ８口液 面上升 ， 驱前平均单井 液面 ８６ 驱后为７ ２ 平均上升 １４ 。上升幅度较大 ８ｍ， ７ ｍ， ｍ １ 的有 １６２ ２ ３０井 ， 该井 驱 前 液 面 １２ ｍ， 后 液 面 ３０ 驱 ９０ 有 ７ ０ｍ； ６口井措施后 ， 注蒸气 压力提高 ， 上周期 单井平均注汽压力 ８ ９ Ｐ ， ． Ｍ ａ本周期为 ９ ５ Ｐ ， ． Ｍ ａ平均 单井注蒸气压力提高 ０６ｌａ ．ｂ 。 Ｐ
油井注氮气增产技术的研究与应用_孙德浩
表 1 套管温度测量
井号
测量 时间
距井口 20 m 处 距井口 800 m 处
温度/ 压力/ e M Pa
温度/ 压力/ e M Pa
1- 47- 30 1998- 10- 01 283 61 7 1- 43- 532 1998- 12- 05 295 81 0 1- 42- 40 1999- 02- 01 291 91 6
块
油
气
田
第 10 卷第 5 期
½ 由于采用氮气隔热管柱结构, 没有封隔器 卡封, 套管不存在热应力集中的现象, 可以减轻对 套管的损害。
¾能控制底水锥进, 提高原油热采采收率。
2 现场应用
211 应用效果 曙光采油厂 杜 66 块经过多 轮次吞吐 以后,
井口压力只有 115~ 2 M Pa, 单井产量只有 1 t 左 右, 继续蒸汽吞吐开采投入大于产出, 经济效益 很差。1998 年 10 月, 在 杜 66 块曙 1- 47- 30 井运用氮气隔热助排技术, 注入氮气 1117 @ 104 m3, 注入蒸汽 800 m3。井口压力由 115 MP a 上 升到 7 MPa 左右, 产液量由原来的 2 m3/ d 增加 到 20 m3/ d, 同时油井含水量大幅度下降, 为油 田带来了可观 的经济效 益。从 1998 年 10 月至 1999 年 12 月, 在 辽河油田 曙光采油 厂的杜 97 块、杜 66 块、杜 48 块共施工 24 口井, 累积注 氮气 224 @ 104 m3, 注蒸汽 415 @ 104 m3。可以对 比井 21 口, 与上吞吐周期相比, 平均单井压力 提高了 016 MP a, 液面上升 114 m, 节省蒸汽注 入量 422 m3, 累积增油 3 355 t , 平均单井原油 含水下降 511% , 有效率 100% , 投入与产出比 为 1B115。采用杆式泵与此工艺配套, 避免了下 起隔热 管的工序, 这 样平均每口井 节约作业费 316 万元, 创经济效益 151 万元。 212 效果分析 21211 氮气有良好的隔热性能
交流材料TK404综述资料.
汇报提纲
一、注氮气井选井原则
汇
报 二、TK404注气潜力分析
提
纲
三、试验效果及推广
一、注氮气井选井原则
根据调研及前期的室内试验成果，结合单井的生产动态，初步制定 注气试验井筛选原则： ➢ 地震反射特征表明储集体具有一定规模，优选构造位于残丘翼部； ➢ 井点周围的高部位有明显反射特征； ➢ 钻遇溶洞或主要生产层段距离T74面10m以下； ➢ 生产动态表明水体具有相对不活跃，可以通过注水或改变工作制度 影响或控制水体快速上升的油井，具有一定剩余油潜力。
SN
-3600
-3600
-3650
-3680
-370-03450
--3-3663-00803500840 -3-553080-0352--0335-703067050
-3-735-3705600-03520-38-035050 -38-34--380356600000
--339750-003-638902--033695000
--339605-0039-326080--33790500
Z, [m]
-3-8350840 -3800 -3 -7367050
-3760
-3750 -3800 -3850
井号 TK404
反射特征 串珠
产层相对位 置
反射特征纵 向厚度m
00
200
440000
特征顶距T74
位置m
600 TK404880000
钻遇缝洞体边部 井周局部高
钻遇缝洞体边部 钻遇缝洞体边部
井周局部高 钻遇缝洞体边部
综合评价，选取 “钻遇溶洞，井周有局部构造高”典型特征井进行试验
浅析油田氮气开采技术的运用
浅析油田氮气开采技术的运用摘要：以变压吸附制氮车或膜制氮车为氮源；因氮气具备惰性气体的物理化学性质：干燥、难燃烧、无爆炸性、无腐蚀、无毒、压缩系数大（0.291是二氧化碳的3倍），且其热传导性极差以及造价低等特点，因而广泛高效的运用于石油开采。
运用方法常有：注氮气辅助蒸汽吞吐、氮气排水诱喷、氮气助排、氮气采油技术的方法、氮气气举采油、氮气泡沫调剖、氮气隔热、氮气泡沫驱、氮气压水锥及氮气排液等工艺技术；这些技术的运用极大的提高了石油的采收率。
关键词：氮气物理化学性质运用石油采收率一、氮气技术运用的背景与发展趋势当今，世界石油格局不断发生变化，自然压力下易开采的石油之后，油井中剩余石油（稠油）的开采面临新的技术难题。
传统的蒸汽吞吐是提高石油采收率经济有效的方法之一，但由于蒸汽本身的性质，使得石油采收率的升值受到限制；寻求一种经济高效的新开采工艺势在必行。
二、氮气的一般性质及产源氮气具有惰性气体的性质，干燥、难燃烧、无爆炸性、无腐蚀、无毒、压缩系数大（0.291是二氧化碳的3倍），且其热传导性极差以及造价低的特点等，为氮气蒸汽混注提供了极大的安全保障；同时氮气的无腐蚀、无毒性避免了装备的损害及现场工作人员生命威胁；常以变压吸附制氮车或膜制氮车为氮源，可随时随地广泛提供充足的氮气。
三、氮气技术的运用方法及原理1.氮气辅助蒸汽吞吐与氮气压水锥联合法传统蒸汽吞吐石油开采是现今油井开采油层残油、剩油及稠油等一种经济有效的方法，由于蒸汽性质单一，在注入油层后，蒸汽扫油及助排的效果随底油含量锐减；当底下油层稠油底水油藏经过多轮次蒸汽吞吐所形成的加热范围为受热降黏后的原油提供了流动空间，从而容易造成底水的快速锥进。
以提高原油采收率的机理分析，采用氮气蒸汽混注，运用氮气压水锥原理，同时把注氮气压水锥过程简化为气驱油和驱水两个过程，利用物质平衡法，对多轮次蒸汽吞吐后稠油低水油藏的氮气压水锥工艺进行了研究。
得到了蒸汽吞吐加热范围内注氮气过程中油气界面、油水界面；注入氮气的启动油量以及原油富集带体积的计算方法。
缝洞型油藏单井注氮气参数优化技术
2019年06月缝洞型油藏单井注氮气参数优化技术海刚王佳乐张莹（中国石油化工股份有限公司西北油田分公司，新疆乌鲁木齐830000）摘要：塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏开发目前已进入氮气驱阶段。
传统注水、堵水等开发技术存在剩余油动用盲区，随着研究深入，运用单井注氮气技术可有效动用井周阁楼型剩余油，为提升开发效果，亟需建立单井注氮气选井原则，同时开展注气过程中的注气参数、伴水量参数、焖井时间参数及开井生产参数等方面的优化调整，本文将重点阐述以上技术形成过程及在现场应用取得的较好效果。
关键词：碳酸盐岩缝洞型油藏；阁楼油；储集体类型；三指标1建立单井注气选井原则通过对不同能量类型下，各种地质条件以及生产动态关系，进行的模型刻画成果分析，依据注氮气驱机理，以挖潜阁楼体剩余油为目标，结合前期注气生产效果及影响因素分析情况，对生产井进行分类整理，制定选井原则及注意事项如下。
（1）有利条件包括：①定容特征、注水替油有效井注气效果较好，有利注气（定容型注气有效率高，但存在补充能量和抑制油水界面双重矛盾，递减快，需精细设计注水、注气量）；②水平段上部潜力储层发育，有利于注气（出液通道单一，水体能量强，前期生产暴性水淹或含水快速上升井，注气效果差）；③以溶洞型储集体为主的油井比裂缝型储集体为主的油井注气三采效果好，适合展开多轮次注气；④储集体基础好，剩余可采储量高，注气三采效果较好（储集体规模过大，需要注气量偏大，定量化工作需加强研究，经济效益需进行全面评价，同时注意阁楼储集体是否具有封闭性）。
（2）不利条件包括：①阁楼储集体与井筒连通程度差的井不利于注气；②阁楼储集体规模偏大，水体能量强的油井，不利于注气（阁楼储集体规模偏大，单井注气需考虑经济效益，但同时可论证单元注气潜力）；③剩余可采储量小，累产程度低的油井，不利注气；④溢出口处于储层中底部，注气伴水过多，需较长排液期，不利于注气三采。
2建立单井注氮气注采参数优化技术2.1建立“三指标”注气参数优化技术建立“三指标”实时动态优化注气规模方法有效提升注气效果。
氮气水平井钻井技术在吐哈油田的研究与应用-初稿版
氮气水平井钻井技术在吐哈油田的研究与应用（西部钻探吐哈钻井工艺研究院）摘要：吐哈油田是典型的具有低压、低孔、低渗特性的“三低”油田，具有断层多、地层坍塌压力大、可钻性差、储层压力低等地质特征。
利用氮气水平井钻井技术是保护、发现油气层和增产、提高单井产能的有效工艺技术。
通过在三塘湖油田牛东平1井和牛东8-13井两口氮气水平井的现场应用与试验，成功的将全过程氮气欠平衡工艺、岩屑携带、井眼轨迹监测与控制等技术有效的结合起来、取得了良好的效果，但是如何解决携岩困难和井眼轨迹监测与控制是实现氮气水平井的关键技术。
关键词：氮气水平井吐哈牛东平1井牛东平8-13井偏心环空 EM-MWD一、概况三塘湖油田牛东区块属于典型的火成岩储层，不仅具有低压、低孔、低渗“三低”储层特性，同时其孔隙-裂缝型发育较为活跃，在常规钻井过程中及易发生恶性井漏，储层严重受到了外来固相和液相的侵害，部分井在钻井过程中油气显示较好但完井后却未获得理想的工业油气流，如何有效保护储层、提高单井产量显得至关重要。
而全程气体欠平衡钻井技术在保护油气层、发现油气层方面的独到优势已经得了到全世界钻井行业的普遍认可。
为此首先在牛东平1井展开了氮气水平井的先导性试验，通过现场试验不仅填补了吐哈气体水平井的空白，同时也积累了宝贵的经验，随后又在牛东平8-13井展开了氮气水平井钻井，通过应用EM-MWD成功的解决了气体钻井中井眼轨迹监测难题，使得吐哈氮气水平井技术水平得到了大幅度提升，同时也为加快勘探开发吐哈油田“三低”油藏探索了一项新的技术手段。
二、氮气水平井工艺技术(1) 设备配套氮气水平井较常规钻井最不同的地方是氮气钻井需要使用专用的井控和循环设备,来实现气体的压力控制、循环携岩、旋转分流、流体处理等多项功能,以保证安全、快速钻井,同时还需要制氮车或液氮泵车提供氮气，然后将其增压入井作为循环介质完成携带岩屑、提取砂样和消除粉尘。
考虑到地层出液情况，将氮气欠平衡、充氮气欠平衡和液相欠平衡组合安装，视情况而定可立即转化为其他钻井方式，这样就大大节约了钻井周期。
略谈油田氮气开采技术的运用
于大规模的生产。
在众多的污染处理技术中，自然界中分布最广、含量最多的纤维素由于其来源广泛且可再生、价格低廉、可自然生物降解等特性而被广泛应用。
王佳楠等[10]以微晶纤维素、硅藻土为原料，以氢氧化钠/尿素复合水溶液为溶剂，采用冷冻干燥法制备了纤维素/硅藻土复合材料。
表征显示，制备不同质量分数的纤维素的复合材料，其内部具备纤维素气凝胶疏松多孔的三维网状结构，且硅藻土附在纤维素的链上，吸附效果较好。
3 天然产物/硅藻土电气石是含硼的天然环状硅酸盐，含有钠、镁等活泼金属元素。
兼备热电性和压电性，极易因静电而使之带电，由此称之为电气石。
电气石在环保领域已有广泛的应用，并成为近年来环保材料的热点研究方向[11]。
高如琴等[12]研究了以多孔陶瓷硅藻土基为载体，并在其表面浸渍硅藻土、电气石，经过低温煅烧制备出了电气石修饰的硅藻土基材料。
该材料在烧结过程中硅藻土与超细电气石粉、烧结助剂通过堆积形成大量孔洞，孔洞在该复合材料颗粒上以及颗粒之间形成了连贯的孔洞结构，具有较好的吸附性能。
泥炭藓是一种有机植物质原料。
胡明玉等[13]以硅藻土和泥炭藓为首要原料，通过无机掺合料对材料强度和耐水性的调节，制备了硅藻土/泥炭藓复合材料。
并研究了材料强度、耐水性，选择较优的材料配比。
该复合材料的毛细孔洞，使其在甲醛吸附方面具有一定的应用前景。
4 结语在目前硅藻土的改性研究中，较多的是利用光催化效应进行探索；较为热门的研究是聚合物/硅藻土的吸附研究，将硅藻土的物理吸附与聚合物的化学吸附相结合。
在光催化效应方面，能够解释清楚其催化机理的研究较少。
因此光催化机理和硅藻土/高分子聚合物的研究应当是科研人员研究的重点方向。
参考文献：[1] 龚培雷. 室内空气质量与污染治理绉议[J]. 现代盐化工，2017, 44(01): 5-8.[2] 张连发，廖云峰，徐旭明. 新疆精河县中泥盆世汗吉尕组硅质岩成因及环境分析[J]. 西北地质，2018, 51(02): 9-17.[3] 徐建军，张传顺，管继南.硅藻土的应用及研究进展[J]. 广西轻工业，2011, 27(05): 23-24.[4] 李勰，朱晓东，王婷婷，等. La掺杂纳米n O/硅藻土复合材料的制备及其对甲醛气体的降解性能[J]. 材料研究学报，2018, 32(09): 685-690.[5] 刘秀娟，彦君，向永生，等. 活性氧化铝/硅藻土/纳米TiO2功能涂料的制备及其对甲醛净化性能的研究[J]. 化工新型材料，2018, 46(S1): 22-26.[6] 刘丽，辛春伟，卢俊瑞，等. 纳米MnO2负载硅藻土的制备及其降解空气中甲醛的研究[J]. 天津理工大学学报，2013, 29(02): 36-40.[7] 胡祖武，刘玲. 微塑料:看不见的致命杀手[J]. 生态经济，2017, 33(12): 6-9.[8] 彭卫红，王志刚，李月梅. 低碳经济背景下基础原材料发展问题探讨[J]. 生态经济，2011 (12): 76-80.略谈油田氮气开采技术的运用贾国振(河南油田分公司采油气工程服务中心，河南南阳473132)摘要：氮气在大气中蕴藏丰富，无毒，不燃烧，没有腐蚀性，十分干燥，压缩系数非常大，导热性低，获取成本低。
氮气在油田生产中的应用
收稿日期:2004-10-25;改回日期:2005-04-19 作者简介:沈光林(1958-),男,副研究员,硕士研究生,毕业于大连理工大学化学工程专业,现从事气体膜分离的应用研究和技术开发,完成国家级课题3项,已发表学术论文60余篇、申请专利10多项。
文章编号:1006-6535(2005)04-0100-03氮气在油田生产中的应用沈光林(中国科学院大连化学物理研究所膜技术国家工程研究中心,辽宁 大连 116023)摘要:膜法富氮在油田中应用广泛,可用于包括稠油和低渗透油藏在内的各种油田提高采收率、钻井、完井等,一般均具有明显的综合效益。
特别是移动式制氮系统的诞生,极大地增强了膜法富氮的市场竞争力。
关键词:膜法富氮;移动式制氮系统;采收率;钻井;完井;油田中图分类号:TE357 文献标识码:A前 言由于氮气与油、水互不相溶,而且来源广,是气体非混相驱提高采收率的重要气源。
所以氮气在油田系统中的应用非常广泛[1～15],可用于二、三次采油,油气井保护,保持压力和储存气体,钻井平台的惰气保护,管路及设备的吹扫,易燃、易爆物品运输时的保护气等。
随着膜法制氮技术的日趋成熟,特别是移动式制氮系统的诞生,更加适应灵活多变的应用现场,而且具有投资少、流程简单、膜组件寿命长且免维护、能耗低、体积小、露点低、可靠性强、操作弹性大、能适应各种恶劣环境、开启迅速、浓度和流量可在线监控等特点。
同时,所用原料是取之不尽、用之不竭的空气,所以采用膜法可以得到价廉、洁净、质量稳定、易于控制的富氮空气。
氮气浓度一般在9310%～9919%范围内,如果和其它技术集成可满足任意所需的浓度,极大地增强了膜法富氮的市场竞争力。
1 提高采收率随着油田的不断开发,油田利用天然和人工能量开采的阶段完成后,将进入提高油田采收率的三采阶段。
三采的方法主要有热力驱、气驱和化学驱等。
就多数油田而言,气驱应用较多,是国内、外采收率研究的发展趋势。
气驱提高采收率方法的发展趋势是非烃气替代烃类气,其中应用最多、效果最好的是二氧化碳。
以TK404井为例注气提高采收率在塔河4区的应用
以TK404井为例浅析注气提高采收率在塔河4区的应用摘要：塔河油田4区奥陶系油藏单井单元经过历年多轮次注水替油，油水界面不断抬升，多数已进入失效阶段，剩余油在构造高部位聚集，形成所谓的“阁楼油”。
在注气驱替“阁楼油”的理论基础上，为进一步提高塔河4区采收率，选择具有独立缝洞结构，前期注水替油效果较好且目前已失效的单井单元，进行注氮气开发。
目前注气采油在塔河4区仍处于实验阶段，仅选取tk404、t415ch、t416及tk489井小范围试注，以tk404井为例，通过对注气量、闷井时间、注气采油方式、注气速度进行优化，总结出合理的注气方法；通过对注气后生产动态变化情况的分析，得出注气提高采收率在塔河4区切实可行的结论。
abstract： after more than a calendar year round water injection， tahe oilfield no.4 district ordovician reservoirs single well unit oil-water interface is continuous lifting of oil， the majority has entered the stage of failure， the remaining oil in the structural highs gathered to form a so-called “attic oil”. based on the theory of gas injection alternate “attic oil”， and in order to further enhance the recovery efficiency of tahe oilfield no.4 district， it carries out chooses nitrogen gas injection development by choosing independent wewing hole structure，better effect for pre-injection and current failed single well unit. atpresent， gas injection oil recovery is still in the experimental stage in tahe oilfield no.4 district， only selecting tk404， t415ch， t416 and tk489 well small-scale injection， and taking tk404 well for example， through the optimization ofgas injection， bored wells time， ways of gas injection oil recovery and speed of gas injection， the reasonable methods of gas injection were summed up； and by the analysis of produce dynamic changes condition after gas injection， it obtained the conclusion that gas injection improves oil recovery in tahe oilfield no.4 district.关键词：注气；塔河4区；提高采收率；阁楼油key words： gas injection；tahe oilfield no.4 district；enhanced oil recovery；atticoil中图分类号：te355 文献标识码：a 文章编号：1006-4311（2013）14-0311-020 引言塔河4区奥陶系油藏位于塔里木盆地沙雅隆起中段阿克库勒凸起西南部，艾协克2号构造上。
塔河油田碳酸盐岩油藏注氮气替油选井认识
L1
水体能量强
图 1 水体能量强油井模型
油井 V2 溢出 口 L2
图 3 TK826 井地震剖面图
水体能量较弱 井筒
图 2 水体能量较弱油井模型
3.4 符合地质选井条件的侧钻水平井
塔河油田碳酸盐岩油藏非均质性强， 岩层中的缝 洞系统既是储油空间， 也是渗漏通道。侧钻水平井在 开发过程中， 底水随优势通道上侵， 导致油井高含水， 甚至在短期内完全丧失产能。但油井井眼上部的储 集体只有部分动用或未动用， “阁楼油” 丰富， 有利于 注气开采。但不是所有侧钻水平井都适合注氮气开 采， 首先要符合地质选井要求， 并且水平段要足够 长。如 T415CH 井水平段长 320m， B 点钻遇溶洞； 该 井区域油气富集， “阁楼油” 较丰富， 水体能量弱。该 4 井前期注水替油累增油 3.5×10 t， 后期逐渐失效。
3.3 溶洞型油藏， 水体能量一般的单井单元
统计分析注氮气替油井的增产效果， 水体能量强
塔河油田碳酸盐岩油藏注氮气替油选井认识
㊃ 33 ㊃
的油井平均单轮次注气增产仅 302t， 而水体能量一般 的油井平均单轮次注气增产达 824t， 增产效果明显优 于前者。分析认为相同注气量， 水体能量强的情况下 注入气体被压缩后形成的人工气顶规模更小 （V1< V2） ， 使油水界面下移高度更短， 置换出阁楼油的空 间就较小。水体能量强的油井可适当加大注气量或 实施多轮次注气， 建立体积更大的人工气顶， 使油水 界面充分下移， 见图 1、 图 2。
油井 V1 溢出 口
2013 年注氮气 77×104m3， 开井后恢复自喷生产， 累增 油 4 593t， 增产效果显著。类似侧钻水平井还有 TK470CH、 TK7-619CH 等。
塔河油田单井注氮气采油技术现场应用
塔河油田单井注氮气采油技术现场应用黄江涛;周洪涛;张莹;芦世娟;汤妍冰;杨博【摘要】After years of development of fractured-vuggy carbonate reservoirs in Tahe Oilifeld, the bottom water coning occurs and oil/water contact rises, and the remaining oil accumulates mainly by way of attic oil. Field practice shows that oil recovery by injecting nitrogen is viable in fracture-vuggy carbonate reservoirs, which can effectively produce the attic-type remaining oil. It is a highly-efifcient technique to increase crude recovery rate. In ifeld practices, the experiences in well selection for producing oil by injecting nitrogen were summarized, and the model for efifcient gas injection well classiifcation was built, providing the basis for the development of fractured-vuggy carbonate oil reservoirs. Oil production by nitrogen injection is a technique to efifciently improve oil recovery rate.%塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏经过多年开发后，底水锥进、油水界面抬升，剩余油主要以阁楼油形式富集。
塔河油田缝洞型油藏注氮气替油井异常分析及对策
维修改造石油和化工设备塔河油田缝洞型油藏注氮气替油井异常分析及对策赵元（中国石化西北油田分公司， 新疆 乌鲁木齐 830011）[摘 要] 随着塔河油田开发不断深入，地层能量下降，需不断进行注氮气替油以提高油藏的采收率，单井注气井异常起压给油田生产带来了井控安全隐患，同时也影响了油田的正常开发。
本文通过对以往起压原因进行分析，有针对性地提出管控对策，为注气生产井今后的平稳运行发挥借鉴作用。
[关键词] 塔河油田；注氮气替油；起压原因分析；管控对策作者简介：赵元（1989—），男，新疆乌鲁木齐人，2011年毕业于中国石油大学（北京），学士学位，工程师，在中石化西北油田分公司任采油气工程主管。
从事采油工程方面的研究工作。
塔河油田碳酸盐岩油藏的储集空间以裂缝、溶洞为主[1]。
随着油田的开发，注水替油井逐年增加，失效井越来越多，注水替油效果逐年变差，针对注水替油失效难题，提出了注气作为接替技术[2,3,4]。
但在实施注气工艺施工过程中，常会因气体返吐，在生产和焖井过程中出现A 、B 环空压力异常升高的现象，最高压力达到20MPa 以上，现场必须及时组织采取停抽、关手动防喷器、自喷泄压或压井等措施。
因抽油机井的井口盘根动密封承压仅有4MPa ，以上情况一旦发生异常与组织处置不及时，将造成严重后果，造成巨大的人力物力财力的浪费。
因此，需要对起压的具体原因进行分析，积极采取措施，确保井控安全无事故以及油田的高质量高效益开发。
1 注气异常概况1.1 注气井气体返吐工区内共有气体返吐井60口，主要分布在塔河7区、10区及12区，占比达53.9%；其中，完注后起压的有52井次，占绝大多数，其余8井次为注入困难。
统计完井方式对油井注气返吐的影响：常规完井返吐占比44%，酸压完井返吐占比55%。
图1 碳酸盐岩油藏注气井异常起压情况统计1.2 注气井二套起压工区内共有二套或表套起压井18口，主要集中在B 环空，且多为注气过程中起压。
塔河油田注氮气替油井异常管控技术研究
76一、注氮气替油井生产现状塔河油田碳酸盐岩油藏以裂缝、溶洞构造为主，埋藏深、非均质性极强。
随着油田开发的不断深入，以及注水开发的不断推进, 油藏主要矛盾已由能量下降逐步转变为含水上升, 压制水锥, 遏制油水界面抬升逐渐成为目前油藏开发的主要方向。
经过近几年的实践，注氮气驱替储集体顶部阁楼油, 在改变原油在储层中储藏位置的同时，还可以稳定地层压力，遏制油水界面上升, 是进一步提高采收率的有效方法。
以塔河油田采油二厂采油管理一区为例，目前总生产井数401口井，其中已注氮气单井157口，在开井135口，平均注气轮次2.5轮次，日产液1928吨，日产油798吨，平均含水58%。
在取得一定增油能力的同时，受限于气油混配差及油藏自身条件，在生产过程中也暴露出了一些问题，影响油井产能的充分释放。
二、注氮气替油井存在问题分析及对策随着注气轮次及注气量的增加，地层存气率升高。
但氮气是惰性气体溶解度较差，部分氮气溶解到原油中，而大部分氮气以压缩气体的形式存在，在地层中富集。
氮气和稠油不规则的分布于储集体与井筒中，始终达不到混相的状态。
导致注氮气替油井在注气期、焖井期及生产期都出现了异常情况，包括焖井气窜、抽油机无法起抽、机抽生产频繁抽喷及产液无法正常举升堵塞油管等，在增加井控安全风险的同时，也一定程度上影响了油井的正常生产。
表1：2020年注氮井异常统计分类焖井气窜无法正常起抽频繁抽喷油管堵塞井口粘度增大合计井次3217556124189影响产量t34544330359818518741.焖井期间气窜（1）原因分析此类井往往储集体发育一般，定容特征明显。
且随着注气轮次和注气量的不断增加，大量氮气聚集在近井地带。
在注气期间受注气伴水的作用可得到一定抑制，当停注水后，氮气大量向井筒附近扩散，从而造成井口压力迅速升高，甚至超过井口临界安全压力，给井控带来极大的风险，不得不提前介入采取措施。
表2：2020年气窜井统计气窜压力Mpa10以下10-2020-3030-3535以上合计井次3597832（2）主要对策①优化选井，谨慎选择定容储集体油井。
氮气汽提在塔河喷气燃料加氢装置的应用
氮气汽提在塔河喷气燃料加氢装置的应用徐建洪;袁小彬【摘要】中国石化塔河炼化有限责任公司300 kt/a喷气燃料加氢装置于2014年5月一次投料开车成功,生产出合格的精制喷气燃料产品,该装置每月生产喷气燃料6 kt左右,其余时间改生产柴油.生产运行大半年,喷气燃料的闪点和腐蚀性经常发生较大波动.因喷气燃料质量不合格,成品罐曾两次被污染,由于喷气燃料腐蚀性经常发生波动,导致精脱剂失活,需重新更换.2015年3月改进工艺操作,对分馏塔底吹氮气,汽提油品中的H2S.喷气燃料处理量为25～ 30 t/h、分馏塔底氮气量为60～70 m3/h时,喷气燃料闪点能平稳控制在44 ～47 ℃,铜片腐蚀和银片腐蚀不大于1级,较好地保证了喷气燃料的产品质量.分析了分馏塔底氮气汽提对喷气燃料产品质量的作用,简述氮气汽提改氢气汽提的可行性,为装置的操作优化提供参考.【期刊名称】《炼油技术与工程》【年(卷),期】2016(046)001【总页数】4页(P29-32)【关键词】喷气燃料加氢;氢气汽提;氮气汽提;银片腐蚀【作者】徐建洪;袁小彬【作者单位】中国石化塔河炼化有限责任公司,新疆库车842000;中国石化塔河炼化有限责任公司,新疆库车842000【正文语种】中文中国石化塔河炼化有限责任公司300 kt/a喷气燃料加氢装置以直馏煤油为原料，生产满足GB 6537—2006标准的3号喷气燃料，操作弹性为60%～110%，装置年开工8 400 h。
反应部分采用冷分流程，炉前混氢，由于原料油氮质量分数高达64μg/g，反应器入口压力按4.0 MPa设置，催化剂型号为RSS-2，设置有两台循环氢压缩机，一开一备，补充新氢量为300～500 m3/h，新氢是由2号汽柴油加氢装置增压机C-102A/B出口引一条氢气管线至喷气燃料加氢，不单独设置增压机;分馏部分采用单塔流程，重沸炉为塔底提供热源，塔顶蒸出溶解在生成油中的H2，H2S和小分子烃。
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高的部位没有采出（阁楼油）［2-3］。塔河油田于 2012 年成功引入了注氮气采油技术，由单井注气先导实 验至 2014 年单井注气全面推广，注氮气采油技术在 现场实践中取得了良好效果。
1 剩余油分布及注氮气采油机理
1.1 剩余油分布 塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏既有与底水沟
作者简介：黄江涛，1983 年生。2005 年毕业于中国石油大学（北京）石油工程专业，现主要从事油气田开发研究和采油、采气的现场管理 工作，工程师。电话：0996-4688455。E-mail：huangjtt119@。通讯作者：周洪涛，1969 年生。主要研究方向为提高 原油采收率、胶体与界面化学、油气田开发工程、油田化学，副教授。电话：0532-86981901。E-mail：zhouht@。
3 注氮气采油的选井
通过对已注氮气井的综合分析，总结了选井经 验：阁楼储集体发育是选井的重要条件，包括井周 构造高部位发育的储集体和水平井水平段上发育的 储集体等类型；溶洞型储集体比裂缝型储集体注氮 气效果好，适合展开多轮次注氮气；区域物质基础 好，剩余可采储量高，注氮气效果较好。
结合动、静态资料确定储层特征，依据构造特征
2012 年 2 月开始注入液氮 755 m3，当轮次增油 达到 2 659 t，注水替油效果明显改善。试验结果分 析认为：单井注氮气，氮气可以进入油藏顶部，将顶 部阁楼油开采出来，实现大幅度增油。 2.2 推广阶段：气水混注
在 TKA-1 井油藏评价获得成功的基础上，塔河 油田开始进一步推广注氮气采油技术。由于液氮费 用比较高，因此有必要研究“低成本、高收益”的技 术方案。
2012 年底塔河油田先后选取其他 4 口注水替油 失效的井进行注氮气采油。至 2013 年初，4 口井均 评价效果较好，日增油能力达到 95 t。同时 TKA-1 井 第 二 轮 次 注 气 评 价 也 取 得 较 好 效 果。 至 2013 年底共有 18 口井进行了注氮气采油，年增油达到 16 987 t，增油效果显著。
Field application of oil recovery technique by nitrogen injection in single-well in Tahe Oilfield HUANG Jiangtao1, ZHOU Hongtao2, ZHANG Ying1, LU Shijuan1, TANG Yanbing1, YANG Bo3
（2）水平段上型：该类型油井的水平段钻遇储集 体的中下部，油水界面随着油藏的不断开发而升高， 造成水平段水淹；水平段上的储集体是剩余油富集 的区域，通过注氮气形成次生气顶，可以补充剩余油 弹性能量，平衡底水能量，有效驱替剩余油至水平段 溢出口。
（3）裂缝 - 溶洞型：该类型油井没有钻遇溶洞型 储集体，通过天然裂缝或人工改造裂缝沟通溶洞储 集体中下部，开发后期油水界面淹没地层与井筒间 连通通道，溢出口之上富集剩余油。
塔河油田单井注氮气采油技术现场应用
黄江涛 1 周洪涛 2 张 莹 1 芦世娟 1 汤妍冰 1 杨 博 3
（1. 中国石化西北油田分公司，新疆乌鲁木齐 830011；2. 中国石油大学（华东），山东青岛 266580； 3. 中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安 710200）
引用格式：黄江涛，周洪涛，张莹，等 . 塔河油田单井注氮气采油技术现场应用［J］. 石油钻采工艺，2015，3（7 3）：103-105. 摘要：塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏经过多年开发后，底水锥进、油水界面抬升，剩余油主要以阁楼油形式富集。现场实 践证实注氮气采油开发碳酸盐岩缝洞型油藏是可行的，能有效动用阁楼型剩余油，并且在实践中总结了注氮气采油的选井经 验，建立了高效注气井分类模型，为同类碳酸盐岩缝洞型油藏开发提供了参考依据。注氮气采油技术是一种高效提高采收率的 技术手段。 关键词：碳酸盐岩；缝洞型油藏；注氮气；选井条件；采油机理；经济效益 中图分类号：TE355.3 文献标识码：B
2014 年，塔河油田不断推广单井注氮气采油， 1—9 月新增注氮气采油井共 18 口，阶段增油 4.07 万 t。目前，塔河油田注气井总井数达到 36 口井，总 地质储量为 2 316 万 t，至 2014 年 9 月底累积增油达 到 5.87 万 t，提高油井原油采收率达 0.3%，见表 1。 注氮气采油技术成为碳酸盐岩缝洞型油藏增油上产 的又一技术手段。
黄江涛等：塔河油田单井注氮气采油技术现场应用
105
和连通特征对注气井进行分类，结合注气后评价效 果，初步确定四类高效注氮气采油井：残丘斜坡型、 水平段上型、裂缝 - 溶洞型、相对定容型。
（1）残丘斜坡型：该类型油井的井周残丘、斜坡 发育，钻遇溶洞型储集体，底水发育，溢出口位于储 集体中、下部位，底水锥进淹没溢出口，油水界面之 上大量阁楼油富集，进行注氮气采油效果较好。
TKA-1 井先导试验注液氮成本为 5 300 元 /m3， 首轮注入液氮 755 m（3 相当于体积氮气 1 600 m3）的 费用高达 400 万元。塔河油田经过探索研究，以空 气为气源，通过分离空气得到氮气，使成本降低为 1.8 元 /m3，注入同等体积氮气 1 600 m3 仅需 90 万元 左右。但是，单纯注入氮气存在注气压力高的问题， TKA-1 井在试验中注入压力高达 45 MPa，不仅存 在井控风险，而且一般注气设备的最高工作压力为 30 MPa，难以达到注气要求。塔河油田尝试在注气 过程中进行气、水混注，通过试验确定气、水质量比 为 2∶1 时可将注气压力控制在 30 MPa 以内。由此， 形成了以空气为气源、以气、水混注为注入方式的注 氮气工艺，既降低注气成本，又满足设备条件和井控 安全要求，为注氮气采油技术的大规模推广奠定技 术基础。
图 1 阁楼型剩余油分布示意图
1.2 注氮气采油机理 阁楼油位于油藏的较高部位，要求驱油剂也能
够进入油藏的高部位，从而引入了注气挖潜技术。 注气提高原油采收率的机理分为混相驱与非混相驱 两种［1］。室内实验研究认为：塔河油田溶洞型储集 空间注氮气驱替原油属于非混相驱替过程，碳酸盐 岩溶洞型储集体具有良好的遮蔽性，注入气体在重 力分异作用下形成次生气顶，补充顶部弹性能量，将 顶部剩余油向下驱替，注入氮气不会与原油发生混 相（混相会降低重力分异驱油的效果），有利于缝洞 单元注气重力分异驱油［2-3］，使塔河油田缝洞阁楼油 型剩余油开采成为可能。
Abstract: After years of development of fractured-vuggy carbonate reservoirs in Tahe Oilfield, the bottom water coning occurs and oil/water contact rises, and the remaining oil accumulates mainly by way of attic oil. Field practice shows that oil recovery by injecting nitrogen is viable in fracture-vuggy carbonate reservoirs, which can effectively produce the attic-type remaining oil. It is a highlyefficient technique to increase crude recovery rate. In field practices, the experiences in well selection for producing oil by injecting nitrogen were summarized, and the model for efficient gas injection well classification was built, providing the basis for the development of fractured-vuggy carbonate oil reservoirs. Oil production by nitrogen injection is a technique to efficiently improve oil recovery rate.
2 注氮气采油技术现场实践
在剩余油分布研究和室内研究的基础上，塔河 油田在 2012 年开始进行注氮气的现场试验，到现在 可以分为探索和推广应用两个阶段。 2.1 探索阶段：单井氮气吞吐
TKA-1 井在钻井过程中未钻遇放空漏失，说明 没有发育大型溶洞；生产层段均为表层岩溶，具有 独立缝洞结构和压力系统；其天然压力开采阶段初 期产量高，见水速度快，见水后含水上升迅速，分析 认为是独立缝洞体底水快速锥进的原因。
第 37 卷 第 3 期 2015 年 5 月
石油钻采工艺 OIL DRILLING & PRODUCTION TECHNOLOGY
Vol. 37 No. 3 May 2015
文章编号：1000 – 7393（2015）03 – 0103 – 03 doi:10.13639/j.odpt.2015.03.023
2006 年 9 月 该 井 开 始 二 次 采 油 注 水 开 发，至 2012 年 1 月注气前累计进行了 8 个周期的注水替油， 周期产油由 5 790 t 下降至 1.9 t。分析认为多轮次注 水替油已将该缝洞体内油水界面抬升，底部水淹，但 顶部仍有一定“阁楼油”存在，注氮气可以作为单井 注水替油后的接替技术。
（4）相对定容型：该类型油井的储集体相对封 闭，与底水不连通或连通较差，缺乏能量补充。开发 初期依靠油气弹性能量自喷生产，基本不产水，能量 下降转抽后很快供液不足，通过注水替油补充能量 能有效改善供液。但是注水替油后期，人工注入水 到达溢出口附近，油井开始出水，注水替油逐渐失 效，而溢出口之上仍富集剩余油。通过注入氮气形 成次生气顶，将剩余油向下驱替能有效提高该类油 井采收率。